СПОСОБ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ НЕФТЕГАЗОПРОДУКТИВНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для построения адекватных геологических моделей и оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки, электрического, радиоактивного, акустического и сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.

Геологической основой предложения является тот факт, что вдоль дизъюнктивных дислокаций формируются узкие зоны дезинтеграции горных пород, в которых существенное развитие получают такие вторичные процессы, как пластические (неупругие) деформации, карбонатизация, озокеритизация, затекание пластичных горных пород. Все эти вторичные процессы существенно меняют физические свойства горных пород, в зависимости от чего указанные зоны дезинтеграции могут являться как латеральными флюидоупорами, так и каналами вертикальной миграции флюидов.

Известны способы выявления тектонических нарушений по данным наземной сейсморазведки, бурения и геофизических исследований в скважинах (ГИС), основанные на резком изменении времени регистрации отраженных волн, аномальном ослаблении их амплитуд, регистрации дифрагированных волн или волн, отраженных от плоскости сбрасывателя (см. И.С. Берзон, А.М. Епинатьева, Г.Н. Парийская, С. П. Стародубровская "Динамические характеристики сейсмических волн в реальных средах", М., изд-во АН СССР, 1962; Н.Н Пузырев "Интерпретация данных сейсморазведки методом отраженных волн", М., Гостоптехиздат, 1959, с.164-165. И.А. Мушин, Л.Ю.Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов "Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных", М., Недра, 1990г., с.299).

Недостатком этих способов является их непригодность для выявления малоамплитудных тектонических нарушений, имеющих большое значение при формировании нефтегазовых залежей. Максимальная разрешающая способность при этом в среднем >30 м или больше периода сейсмического импульса (Т).

Известен способ выделения тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород по одномерным спектрам и коррелограммам сейсмотрасс, получаемым на лазерной установке (См. Потапов О. А. , Шальнов Б.В., Копилевич Е.А. "Выделение тектонических нарушений по одномерным спектрам и коррелограммам сейсмтрасс". Разведочная геофизика 58, М., 1973, с.30-35)/
В местах появления разрывных нарушений горных пород, в том числе и малоамплитудных (<30 м), четко наблюдается повышение, а затем уменьшение преобладающей частоты спектра.

Недостатками известного способа являются:
- получение и анализ только частотного амплитудного спектра сейсмических колебаний без аналогичного спектра по оси времен, по которой и происходит сдвиг сейсмического отображения тектонического нарушения;
- ограниченный динамический диапазон спектрального частотного анализа на лазерной установке, обусловленный свойствами носителя информации - фотопленки;
- качественный анализ амплитудных частотных спектров, который, особенно в условиях малоамплитудных или безамплитудных тектонических нарушений, характеризуется неизбежным субъективизмом визуального описания спектральных частотных особенностей сейсмической записи;
- отсутствие модельного контроля по данным бурения и ГИС, что может привести к необоснованному отождествлению спектральных особенностей сейсмической записи и тектонических нарушений.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и точности геологической модели нефтегазовых объектов, а значит более обоснованное заложение новых разведочных и эксплуатационных скважин.

Задача, которая решается в данном предложении, выражается в выделении и трассировании малоамплитудных тектонических нарушений.

Способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений включает проведение сейсморазведочных работ МОГТ, бурение скважин, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин и исследование керна. По данным бурения, ГИС, испытания скважин, лабораторных исследований керна, уровням водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК), газонефтяного (ГНК) контактов обосновывают возможность развития тектонических нарушений, в том числе и малоамплитудных, их роль в формировании нефтегазовых объектов и необходимость картирования на исследуемой территории, а также возможное положение между скважинами. По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, составляются модельные временные разрезы, по которым проводится спектрально-временной анализ (СВАН) и определяются модельные эталонные спектрально-временные анализы (СВП), характеризующие синтетическую сейсмическую запись на участках возможных малоамплитудных тектонических нарушений и вне их.

По данным сейсморазведки МОГТ на основе СВАН определяются экспериментальные СВП по тем же профилям, что и модельные. Модельные и экспериментальные эталонные СВП целевого интервала сейсмической записи должны быть подобными с коэффициентом взаимной корреляции КВК≥0,75, что свидетельствует об обоснованном выборе эталонных СВП по данным сейсморазведки, бурения и геофизических исследований в скважинах (ГИС).

В качестве СВП определяются:
- удельная спектральная плотность энергетического частного спектра СВАН-колонки (по оси частот), умноженная на максимальную частоту спектра, при которой значение спектра составляет 0,7 от его максимума - CBП₁ ¹;
- отношение энергии высоких частот сейсмических колебаний к энергии низких частот CBП₁ ²;
- удельная спектральная плотность энергетического временного спектра СВАН-колонки (по оси времен), умноженная на максимальное время спектра, при котором значение спектра составляет 0,7 от его максимума СВП₂ ¹;
- отношение энергии больших времен к энергии меньших времен -СВП₂ ²;
СВП СВАН-колонки по осям частота-время вычисляются по формулам


где А² _j - квадрат суммарной амплитуды в избранном временном интервале Δt на частоте f_i; n - общее количество А² _i; m - количество А² _i при Δt=f₂-f_cp; k - количество А² _i при Δt=f_cp-f_i; f_i и f₂ - минимальная и максимальная частоты спектра на уровне 0,1 от его максимального значения; Δf=f₂-f₁; f_cp - средние значение частоты, равное


где А² _j - квадрат суммарной амплитуды в интервале частот Δf=f₂-f₁ на времени t_j; t₁; t₂ и t_cp - то же, что f₁; f₂ и f_cp в СВП¹ ₁; l - общее количество А² _j; р - количество А² _j при Δt=t₂-t_ср; q - количество A² _j при Δt= t_cp-t₁.

Выбор охактеризованных выше СВП для выявления малоамплитудных тектонических нарушений обусловлен тем, что в пределах их распространения образуются аномальные зоны физических свойств горных пород: плотностей, скоростей распространения упругих колебаний, коэффициентов отражения, амплитуд отраженных волн и спектрального состава сейсмических импульсов. При этом преимущество СВП заключается в том, что, если форма сигнала не меняется, а в данном случае это означает отсутствие тектонических нарушений и связанных с ними аномальных зон физических параметров, то выражение для комплексного спектра функции времени, то есть сейсмического импульса, отличающейся от исходной запаздыванием на время τ, то есть, например, наличием флексуры, точно такое же, как и у исходной.

Меняя t₁=t-τ, получаем S_τ(ω) = e^-jωrS(ω).
Если перейти к модулям, то получаем |S_τ(ω)| = Ф_τ(ω) = Ф(ω).
При запаздывании или вообще при смещении функции по шкале времен спектр ее остается неизменным. Спектр не зависит от выбора начального момента для отсчета времен.

Отсюда следует, что при отсутствии аномальных зон физических параметров, связанных с тектоническими нарушениями, СВП не зависят от времени регистрации отраженных волн. А когда имеют место тектонические нарушения, СВП не зависят от амплитуды тектонических нарушений, которую обозначим в виде ΔН залегания отражающего горизонта и соответственно - Δt его на временных разрезах, то есть CBП≠f(ΔH, Δt).

Таким образом, с помощью СВП можно выявить тектонические нарушения любой амплитуды, в том числе и малоамплитудные, поскольку со временем регистрации отражений СВП не связан. Совокупность удельных спектральных плотностей сейсмической энергии по оси частот и времен (СВП₁ и СВП₂) количественно определяют аномальные зоны изменения физических свойств изучаемой среды, в том числе и те, которые эталонированы в районе скважин по модельным и экспериментальным данным как отображающие тектонические нарушения.

Результатом, достигнутым при использовании данного предложения, является то, что впервые в практике разведочных работ в нефтяной геологии удалось определить с высокой точностью местоположение малоамплитудных тектонических нарушений не интерполяционно, не качественно (визуально), а с помощью количественных параметров по данным наземной сейсморазведки и скважинных исследований. Это позволило разработать адекватные геологические модели сложно построенных нефтегазовых объектов, основанная отличительная особенность которых заключается в развитии латеральных экранов - флюидоупоров в виде малоамплитудных тектонических нарушений.

Новые геологические модели обеспечивают резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин и, таким образом, повышение эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ.